MX2013005892A - Composiciones y metodos que se refieren a la estabilizacion de fluidos de tratamiento de polimero hidrofilico hidrofobicamente modificado, bajo condiciones alcalinas. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a métodos y composiciones para el tratamiento de una formación subterránea productora de agua e hidrocarburo, con un modificador de la permeabilidad relativa y, más específicamente, a fluidos mejorados de tratamiento, métodos para preparar fluidos de tratamiento y métodos para su uso en una formación subterránea. Los métodos de la presente invención comprenden proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, por lo menos un tensioactivo y un fluido base en fase acuosa; y la colocación del fluido de tratamiento en una formación subterránea. El modificador de la permeabilidad relativa comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado. El por lo menos un tensioactivo funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de más o menos 8. El por lo menos un tensioactivo puede ser un tensioactivo aniónico.

Description

COMPOSICIONES Y METODOS QUE SE REFIEREN A LA ESTABILIZACION DE FLUIDOS DE TRATAMIENTO DE POLIMERO HIDROFILICO HIDROFOBICAMENTE MODIFICADO, BAJO CONDICIONES ALCALINAS Descripción de la Invención La presente invención se refiere a métodos y composiciones para el tratamiento de una formación subterránea que produce agua e hidrocarburo con un modificador de la permeabilidad relativa y, en forma! más especifica, a fluidos mejorados de tratamiento fluidos de tratamiento y métodos? para su uso a la permeabilidad al agua de la formación subterránea) sxn reducir esencialmente la permeabilidad al hidrocarburo.

La producción de agua a partir de pozos productores de hidrocarburo constituye un problema técnico importante y costos en operaciones de campos petroleros . Cuando j una formación subterránea contiene una cantidad importante de agua, la mayor movilidad de la misma permite que fluya ¿acia í una zona productora de hidrocarburo de la formación a través i de fracturas naturales y artificiales y vetas de ¡alta ! permeabilidad. Si la proporción de agua recuperada a i hidrocarburos recuperados se vuelve, significativamente i grande, el costo de la separación del agua a partir dJ los hidrocarburos y su eliminación, se convierten en \ una importante barrera económica para la producción.

Ref.

Para reducir la producción de agua indeseable a partir de formaciones subterráneas productoras de hidrocarburo, se han utilizado en el arte soluciones poliraéricas solubles en agua que contienen agentes de reticulación para que penetren en las zonas de la formación que contienen agua y bloqueen el flujo de agua indeseable. La colocación selectiva de estos polímeros reticulados en una formación subterránea y su estabilidad en ella desafíos técnicos que hasta cierto grado han limi Una estrategia más reciente para reducir la producción de polímeros reticulados.

Aunque se ha empleado satisfactoriamente cierto i número de modificadores de la permeabilidad relativa en el campo, algunos de ellos son inestables bajo ciertas condiciones incluyendo, por ejemplo, pH alto o bajo, excesiva salinidad y/o temperaturas extremas que se encuentran . i frecuentemente en el fondo del pozo. Por ejemplo, a esencialmente sus propiedades de modificación dé la permeabilidad sino que puede dañar también una formación subterránea si la precipitación tiene lugar en el fondo del composiciones para el tratamiento de una formación subterránea productora de agua e hidrocarburo con un modificador de permeabilidad relativa y, en forma más especifica, métodos para preparar fluidos de tratamiento y métodos para su uso a fin de reducir la permeabilidad al agua de la formación subterránea sin reducir esencialmente la permeabilidad al hidrocarburo. j La presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, por lo menos un tensioactivo y un fluido base en fase acuosa; ¡en el cual el modificador de permeabilidad un polímero hidrofílico hidrofóbicamente el cual el por lo menos un tensioactivo funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de más o menos 8; y colocar al fluido de tratamiento en una formación subterránea. El por lo menos un tensioactivo ¡puede ser un tensioactivo aniónico. I La presente invención proporciona también un método que comprende: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, p!or lo menos un tensioactivo aniónico y un fluido base en ! fase acuosa; en el cual el modificador de la permeabilidad relativa comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que comprende por lo menos un monómero hidrofklico hidrofóbicamente modificado que contiene un haluro de petil dimetil amonio metil acrilato, en el cual por lo menos un tensioactivo aniónico funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento, por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de más o menos 140°F (60°C); y en el cual el por lo menos un tensioactivo aniónico comprende por lo menos un tensioactivo seleccionado a partir del grupo que consiste de un poli(etileno óxido) carboxilato jy un poli (etileno óxido) sulfonato; y la colocación del fluido de tratamiento en una formación subterránea.

. Además, la presente invención proporciona j una composición que comprende: un modificador de la permeabilidad relativa que comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que contiene por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que lleva un haluro de cetil dimetil amonio metil metacrilato y por lo menos un tensioactivo aniónico; en la cual el por lo menos un tensioactivo aniónico funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en un fluido base en fase acuosa por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de más o menos 140°F (60°C) ; y en la cual el por lo menos un tensioactivo aniónico comprende por lo menos uno de tales agentes seleccion do a partir del grupo que consiste de poliíetileno óxido) carboxilato y un poli(etileno óxido) sulfonato.

Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente evidentes para los expertos en el arte al leer la siguiente descripción.

La presente invención se refiere a métodos y composiciones para el tratamiento de una formación subterránea productora de agua e hidrocarburo cor] un i modificador de la permeabilidad relativa y, en forma) más específica, a fluidos mejorados de tratamiento, métodos para preparar a los mismos y método para su uso a fin de reducir la permeabilidad al agua de la formación subterránea sin reducir esencialmente la permeabilidad al hidrocarburo. i Existen muchas ventajas en la presente invención y aquí se hace referencia solamente a unas cuantas de ellas. La precipitación en el fondo del pozo que puede ocurrir durante las operaciones de fracturación. Ventajas adicionales serán evidentes para los expertos en el arte al leer ¡ esta descripción .

La presente invención proporciona métodos i composiciones que eliminan o reducen esencialmentje la precipitación indeseable que puede ocurrir bajo ciertas condiciones con cetil-modificado poli (dimetil aminoj etil metacrilato) poli (dimetil amino etil metacrilato) (pojli C-DMEAMA) y otros modificadores de la permeabilidad relativa en un fluido de tratamiento. Los métodos de la presente invención implican la adición de por lo menos un tensioactivo a fluidos de tratamiento que contienen un modificador de la permeabilidad relativa en un fluido base en fase acuosa. Se cree que el tensioactivo mantiene ventajosamente al I modificador de la permeabilidad relativa en un estado esencialmente disuelto a valores pH superiores a más o menos 8 y a temperaturas hasta de 200 °F (93,3°C) y más. Como se define aquí, un modificador de la permeabilidad relativa se encuentra en un estado esencialmente un fluido de tratamiento que contiene al la permeabilidad relativa permanece claro, turbio o ligeramente turbio por inspección visual después de exposición acondiciones (por ejemplo, pH y temperatura) que provocan la i precipitación del modificador de la permeabilidad relativa en ausencia de un tensioactivo. Una indicación preferida indicadora de que el modificador de la permeabil permanece en un estado disuelto consiste en que tratamiento permanece claro después de exposición a condiciones de pH que causan la precipitación del modificador de la permeabilidad relativa en ausencia de un tensioactivo. Aunque es menos preferido, el modificador de la permeabilidad relativa puede permanecer todavía en un estado esencialmente i disuelto si el fluido de tratamiento es solamente turbio o t ligeramente turbio (por ejemplo, túrbido) después de la j exposición a condiciones que causan la precipitación del modificador de la permeabilidad relativa en ausencia de un tensioactivo. Un fluido de tratamiento turbio o ligeramente turbio puede indicar que el mismo está en el umbral de la precipitación, lo cual no puede ser deseable en al'gunas aplicaciones. La incorporación de por lo menos un tensioactivo en el fluido de tratamiento, tal como se describió aquí, puede "mejorar" un resultado turbio o ligeramente turbio en un resultado claro. ! Tal como se definió aquí, un "fluido1 de i tratamiento" es aquel fluido que se coloca en una formación subterránea para mejorar la producción a partir de la misma.

Los fluidos de tratamiento pueden incluir, sin limitación, fluidos de fracturación, fluidos de acidificación y fluidos para el control de daños. Tales fluidos de tratamiento pueden tener un fluido base en fase acuosa o fase hidrocarburo. Un fluido base en fase acuosa puede incluir agua potable, j agua salada, agua de mar, salmuera o una solución salina acuosa.

Las composiciones de la presente invención pueden estar incluidas en los fluidos de tratamiento. Las composiciones de i la presente invención pueden comprender además un fluido ¡base en fase acuosa, en el cual están mezclados el modificador de la permeabilidad relativa y por lo menos un tensioactivo. El modificador de la permeabilidad relativa y por lo menojs un tensioactivo pueden estar disueltos en el fluido base en j fase acuosa, el cual puede ser una solución salina acuosa. Tales soluciones salinas acuosas pueden tener una concentración de sal que varía entre más o menos 0,1% y más o menos 10% en peso. La concentración de sal puede estar entre más o menos 1% y más o menos 10% en peso o entre más o menos 2% y más o menos 5% en peso. j Se describen aquí composiciones que comprenden un modificador de la permeabilidad relativa y por lo menos un tensioactivo . El modificador de la permeabilidad relativa ¡ comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que contiene por lo menos un monómero hidrofklico hidrofóbicamente modificado de haluro de cetil dimetil amonio metil metacrilato. Se utiliza comúnmente al poli C-DMEAMA a temperatura de orificio de pozo hasta de más o menos 325 °C.

Por lo tanto, la presente invención se extiende I significativamente a la escala de temperatura de trabajo de poli C-DMEAMA y modificadores similares de la permeabilidad relativa bajo condiciones alcalinas. Además, la presente invención elimina ventajosamente la necesidad de ajustar el i pH del fluido de tratamiento después de la incorporación del modificador de la permeabilidad relativa, lo cual constituye una ventaja apreciable. j En las presentes composiciones, el modificador de la permeabilidad relativa tiene una solubilidad mejórada debido a la presencia de por lo menos un tensioactivo: tal como se describió aquí. Típicamente, el modificador de la permeabilidad relativa se encuentra presente en ' una concentración que varía entre más o menos 0,02% y más o |menos 3% en peso. El modificador de la permeabilidad relativa puede estar presente en una concentración que varía 0,05% y más o menos 1% en peso o desde más o menos 0,2% hasta más o |menos 1% en peso. Típicamente, el tensioactivo se encuentra presente en una concentración que varía entre más o Imenos 0,1% y más o menos 5% en peso. El tensioactivo puede lestar presente en una concentración que varía entre más o ¡menos 0,1% y más o menos 2% en peso o entre más o menos 0,5% |y mas o menos 1% en peso.

Por lo menos un tensioactivo aniónico Ipuede funcionar para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en un fluido base en fase acuosa por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de más o menos 140°F (60°C) . El por lo menos un tensioactivo aniónico puede comprender por lo menos un tensioactivo seleccionado a partir de un poli(etileno óxido) carboxilato y un poli(etileno óxido) sulfonato.

Los tensioactivos que son apropiados para uso jen la presente invención pueden incluir tensioactivos aniónicos. Tensioactivos ilustrativos que pueden ser utilizados en la presente invención incluyen, por ejemplo, poli(etilenó cxido) sulfonatos y poli(etileno óxido) carboxilatos . Tales agentes aniónicos pueden tener una fórmula estructural de R1^ (0-CH2-CH2) n-0-CH2-X en la cual X es C02~ o S03", n es un entero que i ' varía desde más o menos 2 hasta más o menos 20 y R1 |es un grupo alquilo, alquenilo, alquinilo, arilp, aralquilo, cicloalquilo, cicloalquilalquilo, heterocíclico, heterociclilalquilo, heteroarilo o heteroaralquilo que contiene desde más o menos 4 hasta más o menos 22 átomos de carbono. Se comprenderá que cualesquiera de los grupos antes mencionados que no contienen expresamente funcionalidad de átomo hetero (por ejemplo, conteniendo mitades O, N, S, F, Cl, Br o I) pueden incluir además por lo menos una funcionalidad de átomo hetero ya sea como parte de la cadena principal de carbono o como una funcionalidad de cadena lateral. Además, los grupos antes mencionados pueden es ar en formas de cadena lineal o ramificada. Se comprenderá además que la referencia aquí a poli(etileno óxido) sufonatios o poli(etileno óxido) carboxilatos se referirán de manera equivalente a sus formas de {acido carboxílico o jácido sulfónico protonatados , o sea ácidos poli (etileno óxido) ! sulfónicos o ácidos poli (etileno óxido) carboxílicos .

Los tensioactivos aniónicos apropiados pueden variables tienen la definición dada anteriormente. De otro modo, los tensioactivos apropiados pueden incluir, por ejemplo, poli (etileno óxido) sulfatos que tienen una t I estructural R1- (0-CH2-CH2) n-0-S03" o poli (propileno óxido) sulfatos que tienen la formula estructural R - (O-CH2-CH2CH2) n~ O-SO3" , en la cual las variables tienen la misma definición anterior. I En sus formas desprotonatadas , se mantiene el equilibrio de carga en los poli(etileno óxido) sulfona^tos y polifetileno óxido) carboxilatos y otros tensioactivos i aniónicos mediante el uso de un catión. Este catión puede ! incluir, sin limitación, cationes monovalentes (por ejemplo, cationes de metal álcali y cationes amonio) , cat¡iones divalentes (por ejemplo, cationes de tierra alcalirja) y cationes trivalentes. Los cationes monovalentes ilustrativos incluyen, por ejemplo, cationes de litio, sodio, potasio, rubidio, amonio, alquil amonio, dialquil amonio, trialquil amonio y tetraalquil amonio (por ejemplo, tetrametil amonio, tetraetil amonio, tetrapropil amonio y tetrabutilamonio) .

Cationes divalentes ilustrativos incluyen, por ejemplo, 1 cationes de berilio, magnesio, calcio, estroncio y bario. El catión puede ser un catión de metal de transición o metal lantánido. Un experto en el arte reconocerá que la selección del catión para un determinado tensioactivo puede modificar la solubilidad del agente propiamente el o la solubilidad que conduce a un determinado polímero hidrofílico j hidrofóbicamente modificado en un fluido base en fase acuosa. 1 La selección del catión para una determinada operación s un i 1 asunto de optimización rutinaria y está dentro dé las capacidades de un experto en el arte. Cuando no se indica aquí expresamente la identidad del catión, se comprenderá que la identidad puede variar sin limitación.

El por lo menos un tensioactivo aniónico puede ser I un poli(etileno óxido) carboxilato que tiene una fórmula estructural: en la cual R2 es un grupo alquilo, alquenilo, alquinilo o cicloalquilo e y es un entero que varía desde más o menos 2 hasta más o menos 20. El por lo menos un tensioactivo aniónico puede ser un poli(etileno oxido) carboxilato que tiene una fórmula estructural en la cual C9Hi9 es un grupo alquilo de cadena r,ecta. i Tal tensioactivo aniónico se encuentra comercialmente disponible bajo la denominación comercial "EMCOL CNP 110" de Akzo Nobel Corporation.

El por lo menos un tensioactivo aniónico puede ser un poliíetileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural R3- (0-CH2-CH2) n-0-CH2-C02~ en la cual R3 comprende un grupo alquilo, arilo o alquenilo que contiene más o menos 22 átomos de carbono y n es un entero que varía desde más o menos 3 hasta más o menos 15. Opcionalmente, R3 es un grupo oleilo y n es 10. De otro modo, R3 es un grupo laurilo y n es 13. Cierto número de tensioactivos poli (etileno oxido) carboxilato estructuralmente relacionados se encuéntran comercialmente disponibles en Clariant Corporation bago la denominación comercial "EMULSOGEN" . I Las composiciones pueden comprender además por lo iónico. El por lo menos un tensioactivo adicional puede ser un tensioactivo anfótero. La incorporación del tensioactivo anfótero adicional puede mejorar además la solubilidad conducida mediante por lo menos un tensioactivo aniónico. Un tensioactivo anfótero apropiado a ser agregado con pór lo menos un tensioactivo aniónico es, por ejemplo, "HC-2" jo sea i un tensioactivo anfótero que se encuentra comerciallmente disponible en Halliburton Energy Services. Los expertos en el arte conocen otros ejemplos de tensioactivos anfoteros e incluyen, por ejemplo, betaínas (por ejemplo, cocoamidopropil betaína, palmitamidopropil betaína y lauril betaína) , glicinatos e imidazolinas . Un experto en el arte reconocerá que se puede seleccionar un tensioactivo anfótero apropiado y adicional mediante optimización experimental rutinaria.

Los tensioactivos anfóteros (Zwitteriónicos) pueden ser utilizados en forma adicional o en vez de por lo menos un tensioactivo aniónico. Los tensioactivos anfóteros apropiados incluyen, por ejemplo, ácidos grasos que tienen grupos lamina cuaternizados , betaínas, glicinatos e imidazolinas .

Los métodos de la presente invención pueden comprender el suministro de un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, por lo menos un tensioactivo y un fluido base en fase acuosa; y la colocación del fluido de tratamiento en una formación subterránea. El modificador de la permeabilidad relativa comprende un polímero hidrofílico hidrofóbica'mente modificado. El por lo menos un tensioactivo puede , ser un tensioactivo aniónico. El por lo menos un tensioactivo puede funcionar para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de mas o menos 8. El por lo menos un i tensioactivo aniónico puede funcionar además para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento a una temperatura por encima de más o menos 140°F (60°C) .

Los polímeros modificados de la presente un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado y, opcionalmente, por lo menos un monómero hidrofílico. Como tales, los presentes polímeros hidrofílieos hidrofóbicamente modificados pueden ser considerados como homopolimeros , copolímeros, terpolímeros o estructuras poliméricas de orden más alto. La colocación de las unidades monoméricas hidrofílicas hidrof bicamente modificadas en el copolímero y en estructuras poliméricas de orden superior pueden variar sin limitación y, por ejemplo, pueden ser alternadas, I aleatorias, en bloque o una combinación de las mismas. Ejemplos de monómeros hidrofílieos apropiados incluyen!, por ejemplo, ácido 2-acrilamido-2-metil propano sulfónico, N,N-dimetil acrilamida, vinil pirrolidona, dimetilaminoetil metacrilato, dimetilaminoetil metacrilamida, ácido acrílico, ácido metacrílico, dimetilamino propil metacrilato, dimetilaminopropil metacrilamida, haluro de trimetil amonio metil metacrilato (haluro = cloruro, bromuro, yoduro j o un I equivalente de haluro tal como, por ejemplo, un tosilato o metano sulfonato) , metacrilamida e hidroxietil acrilato.j Se puede preparar el polímero hidrofóbicamente i modificado mediante la polimerización de por lo menos un í monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado o una mezcla de por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado y por lo menos un monómero hidrofílicq. El 1 I polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado puede ser preparado mediante la funcionalización de un polímero hidrofílico existente con un agente hidrofóbico para formar un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que contiene por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado y, opcionalmente, por lo menos un monómero hidrofílico. Ejemplos de monómeros hidrofílieos hidrofóbicamente modificados incluyen, por ejemplo, alquil acrilatos, alquil metacrilatos , alquil acrilamidas, álquil metacrilamidas , bromuro de alquil dimetil amonio metil metacrilato, cloruro de alquil dimetil amonio metil metacrilato, yoduro de alquil dimetil amonio metil metacrilato, bromuro de alquil dimetil amonio metacrilato, cloruro de alquil dimetil amonio metacrilato, yoduro de alquil dimetil amonio metacrilato, bromuro de dimetil amonio metil metacrilamida, cloruro de dimetil amonio metil metacrilamida, yoduro de dimetil amonio metil metacrilamida, bromuro de dimetil amonio I propil metacrilamida, cloruro de dimetil amonio p'ropil metacrilamida yoduro de dimetil amonio ro metacrilamida. En general, los grupos alquilo de¡ los i monómeros hidrofílicos hidrofóbicamente modificados contienen metacrilato. En tales formas, el grupo alquilo 'puede comprender más o menos 4 a más o menos 22 átomos de carpono y el haluro puede ser equivalente cloruro, bromuro, yoduro o haluro (por ejemplo, tolueno sulfonato o metano sulfonajto) a modo de ejemplo. El grupo alquilo puede ser un grupo cetilo que contiene 16 átomos de carbono. En otras palabras, el polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado comprende i por lo menos una unidad monomérica de haluro de cetil di'metil amonio metil metacrilato. Tal como se emplea aquíL un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que coJtiene por lo menos una unidad monomérica de haluro de cetil di'metil amonio metacrilato será referido como poli(dimetil amino! etil metacrilato) poli C-DMEAMA) . Se puede preparar el C-DMEAMA mediante la funcionalización de un polímero existente poli(dimetil amino etil metacrilato) o mediante copolimerización de una mezcla de haluro de cetildimetil amonio metil metacrilato y dimetilamino etil metacrilato; (por ejemplo, ver Patente de los Estados Unidos 7,114,568, la ¡ cual se incorpora aquí íntegramente a modo de referencia) . j El por lo menos un tensioactivo puede comprender por lo menos un tensioactivo aniónico tal como, por ejemplo, un poli(etileno óxido) sulfonato o un poli(etileno óxido) carboxilato. Otros tensioactivos aniónicos apropiados pueden incluir, sin limitación, un poli (propileno óxido) sulfonato, un poli (propileno óxido) carboxilato, un poli(etileno óxido) sulfato o un poli (propileno óxido) sulfato. j El por lo menos un tensioactivo aniónico puede comprender un poli (etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural: en la cual las variables tienen las definiciones i anteriores. El por lo menos un tensioactivo aniónico puede comprender un poli (etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural: en la cual C9H19 es un grupo alquilo de cadena recta.

El por lo menos un tensioactivo aniónico comprende un poli (etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula ¡ estructural R3 - (0-CH2-CH2- ) n-0-CH2-C02~ , en la cual R3 comprende un grupo alquilo, arilo o alquenilo que contiene desde más o menos 4 hasta más o menos 22 átomos de carbono y n un entero que varía desde más o menos 3 hasta más o menos En forma opcional, R3 es un grupo oleilo y n es 10. aniónico se encuentr j Tal tensioactivo a comercialmente disponible en Clariant Corporation bajo la denominación comercial "EMULSOGEN COL 100". De otro modo, R3 es un grupo laurilo y n ii menos un tensioactivo aniónico con el fluido base en fase acuosa. Se puede mezclar al por lo menos un tensioactivo aniónico con el modificador de la permeabilidad relativa antes de ser mezclado con la solución base en fase acuosa.

Los presentes métodos pueden ser realizados combinando una mezcla del modificador de la permeabilidad relativa y ejl por lo menos un tensioactivo aniónico con el fluido base en fase I aniónico. i Los presentes métodos pueden comprender el suministro de un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, por lo menos un tensioactivo aniónico y un fluido base en fase acuosa; y la colocación del fluido de tratamiento en una formación subterránea. El modificador de la permeabilidad relativa puede comprender un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que comprende por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado de haluro cetil dimetil amonio metil metacrilato. El por lo menos un tensioactivo aniónico puede funcionar para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de aproximadamente 140°F (60°C) . El por lo menos un tensioactivo aniónico puede comprender por lo 'menos un tensioactivo seleccionado a partir de un poli (etileno óxido) carboxilato o un poli (etileno óxido) sulfonato. i Las composiciones y métodos de la invención pjueden reducir la permeabilidad fluidos con base acuosa, permeabilidad de la formaci la colocación en el fo subterránea que contiene z productoras de hidrocar permeabilidad relativa alterar la permeabilidad de las jzonas productoras de agua sin afectar la producción de hidrocarburos a partir de las zonas que los producen. Sin ceñirse a ninguna teoría o mecanismo, los Solicitantes [ creen que durante la "fuga" normal del fluido base en fase acuosa, el modificador de la permeabilidad relativa es adsorbido en la formación subterránea, dando lugar una reducción i importante de la permeabilidad al agua. Los expertos jen el arte apreciarán que como mínimo las presentes composiciones y métodos son ventajosas debido a que permiten el aislamiento por zonas entre las zonas productoras de agua y las Ozonas productoras de hidrocarburo de una formación en el momenjto de la terminación, eliminando o postergando la necesidad de cerrar el suministro de agua durante la fase- de producción del pozo. Además, las presentes composiciones y métodos j pueden prolongar ventajosamente la duración de un pozo. ! Los fluidos de tratamiento de la presente inve ción pueden ser utilizados tanto en formaciones subterráneas recién perforadas como en formaciones que requieren reestimulación. Además, los fluidos de tratamiento de la i modificadores de la permeabilidad relativa, arcillas, inhibidores de óxido, inhibidores de la corrosión, agentes de i gelación, agentes de reticulación, agentes espumantes, agentes de sostén, sales, ácidos, aditivos para el control de pérdida de fluido, gas, catalizadores, agentes para el I control de arcilla, dispersantes, floculantes, eliminadores (por ejemplo, eliminadores H2S, eliminadores C02 o eliminadores 02) , lubricantes, disgregadores, reductorjes de la fricción, antes antiespumantes , agentes de unión, agentes de viscosidad, agentes ponderantes, etc.

Para facilitar una mejor comprensión de la présente invención, se ofrece los siguientes ejemplos los cuales de ningún modo limitan o definen los alcances de la invención.

EJEMPLOS ' Ejemplo 1: Estabilización con Tensioactivo de Poli (dimetil amino etil metacrilato Modificado con Cetilo Se evaluó la capacidad de un tensioi.ctivo particular para estabilizar una solución de C-DMEAMA ¿asada en la capacidad del agente para mantener una solución clara o turbia bajo condiciones en las cuales el poli C-DMEAMA se precipita por lo general. Los resultados están contenidos en la siguiente Tabla 1. Para la prueba se disolvió poli C-DMEAMA a una concentración de 2000 ppm en una solución de cloruro de potasio al 2% en peso/volumen. Luego, se agregó un tensioactivo, combinación de tensioactivo o aditivo que 'no es tensioactivo, a la solución de poli C-DMEAMA las concentraciones (gal/Mgal, ml/1) indicadas en la Tabla 1.

Después de la mezcla, se colocó a la solución combinada en un baño a 190°F (87,7°C) . Bajo estas condiciones, la soluci'ón de poli C-DMEAMA sin tensioactivo agregado produjo un pH de aproximadamente 8,5 y se formó un precipitado j por calentamiento. Se tomó un resultado "precipitado" en la solución para indicar un papel negativo o neutro para un determinado tensioactivo o aditivo similar, mientras un resultado "turbio", "ligeramente .turbio" o "claro" én la solución fue tomado para indicar un papel positivo para el determinado tensioactivo, manteniendo al poli C-D EAMA en solución, siendo una solución "clara" un resultado especialmente positivo.

Tabla 1 EMCOL CNP 110 es un tensioactivo de carboxilato aralquilo etoxilatado que se encuentra comercialmente disponible en Akzo Nobel Corporation. b HC-2 es un tensioactivo de cocoamina betaína que se I encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services. j c STEPWET DOS70 es un tensioactivo "de dioctil i sulfosuccinato de sodio que se encuentra comercialmente disponible en Stepan Company. d AQF-2 es un tensioactivo de alcohol que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services!. e EMULSOGEN DTC ACID es un tensioactivo de tridecet-7 carboxilato que se encuentra comercialmente disponible en Clariant Corporation. f EMULSOGEN COL 050A es un tensioactivo de alquil éter carboxilato que tiene la fórmula R- (0-CH2-CH2) g-0-CH2-C02H (R = alquilo C12/C1.4) se encuentra comercialmente disponible en Clariant Corporation. g EMULSOGEN LS 24N es un tensioactivo de lauréth-13 ! carboxilato que se encuentra comercialmente disponible en i Clariant Corporation. h EMULSOGEN COL 100 es un tensioactivo de alquil éter carboxilato que tiene la fórmula R- (O-CH2CH2) 10-O-CH2-CO2-H (R oleilo) se encuentra comercialmente disponible en Clariant Corporation . 1 STABILIZER 434C es un tensioactivo de sulfonato oxialquilatado que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services. j STABILIZER 434D es un tensioactivo de isódecil alcohol sulfonato etoxilatado que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services. k DDBSA es ácido dodecilbe ceno sulfónico. 1 STRATALOCK F es un alquil aril polioxicarboxilatjo que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services . ra SEM-7 es un alquil aril polioxicarboxilato que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services . n POLYSTEP B430S es un alcohol sulfato etoxilatado que se encuentra comercialmente disponible en Stepan. 0 DMCB-80 es un tensioactivo de cloruro de amonio cuaternario bencil cocoalquil dimetilo que se encuentra comercialmente disponible en Akzo Nobel Corporation. p AROMOX DMC es una mezcla de tensioactivo de ! coco dimetilamina N-óxido y coco dimetilamina que se encue 1ntra ¡ comercialmente disponible en Akzo Nobel Corporation. q DUAL SPACER B es un tensioactivo de nonil polietileno glicol éter que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services. r MUSOL A es un alcohol éter que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services. s GASPERM 1000 es una mezcla de tensioactivo no iónico que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services .

*~ PEN 88M es un alcohol etoxilatado que se encuentra comercialmente disponible en Halliburton Energy Services u ETHOMEEN C/25 es un tensioactivo de amina coco ajlquil etoxilatada que se encuentra comercialmente disponiblje en Akzo Nobel Corporation. v TWEEN 40 es . un tensioactivo de polioxietjileno sorbitan monopalmitato que se encuentra comercialmente disponible en Sigma-Aldrich Corporation.

AMPHOSOL CG es cocoamidopropil betaina que se encuentra comercialmente disponible en Stepan. x MIRATAINE CAB-A es una cocoamidopropil betaina, encuentra comercialmente disponible en Rhodia. y MIRATAINE BETO-30 es una oleil dimetil amido betaína que se encuentra comercialmente disponible en Rhodia. z SCHERCOTAINE PAB es un tensioactivo de palmitamido i propil betaína que se encuentra comercialmente disponible en Scher Chemicals. aa CHROMABOND S-100 es un tensioactivo de cloruro de poli (N-carboximetil-4 -vinil piridinio) que se encuentra comercialmente disponible en ISP Chemical Corporation. bb CHROMABOND S-403E es un tensioactivo de 4-etenil piridina homopolímero N-óxido que se encuentra comercia] mente disponible en ISP Chemical Corporation.

Ejemplo 2: Reducción de la Permeabilidad en un tjlúcleo de Piedra Arenisca Utilizando Poli (dimetilamino etil I metacrilato Modificado con Cetilo y Estabilizadoj con Tensioactivo .

Se trató un núcleo de piedra arenisca con una solución de 2000 ppm de poli C-DMEAMA a 175°C (79,4°C) y se midió la reducción de la permeabilidad del núcleo de acuerdo con métodos corrientes descritos en la Patente de los Estados Unidos 6,476,169 que se incorpora aquí íntegramente a modo de referencia. La secuencia de adición para las mediciones de permeabilidad fue : 1) agua, 2) aceite, 3) agua, 4) fluido de tratamiento C-DMEAMA y 5) agua. Se preparó en dos formJs las soluciones de poli C-DMEAMA estabilizadas con tensioactivo. Primero, se preparó la solución de tratamiento poli C-DMEAMA y luego se agregó el tensioactivo al fluido de tratamiJnto a la concentración indicada. Segundo, se agregó el tensioactivo a poli C-DMEAMA al granel y luego se preparó el fluijdo de tratamiento disolviendo al compuesto a la concentración indicada. La Tabla 2 resumen los resultados de la reducción de permeabilidad.

TABLA 2 Tal como se ilustra en la Tabla 2, la incorporación de un tensioactivo estabilizador en un fluido de tratamiento poli C-DMEAMA no degradó la reducción de la permeabilidad. Sin el tensioactivo agregado, el fluido de tratamiento poli C-DMEAMA fue menos efectivo a valores pH superiores a 8 debido a la precipitación.

I Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para lograr los fines y ventajas mencionados asíj como aquellos que son inherentes a la misma. Las formas particulares descritas anteriormente son ilustrativas solamente ya que la presente invención puede ser modificada y llevada a la práctica en formas diferentes pero equivalentes evidentes para los expertos en el arte con el beneficio de los principios descritos aquí. Además, no se pretende establecer limitaciones a los detalles de construcción o diseño ilustrados aquí, diferentes a las descritas en las reivindicaciones presentadas más adelante. Por lo tanto, es evidente que las formas ilustrativas particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas, combinadas o modificadas y que todas esas variaciones se consideran dentro dé los alcances de la presente invención. Si bien se describe las composiciones y métodos en términos de "comprendiendo", "conteniendo" o "incluyendo" varios componentes o etapas, las composiciones y métodos pueden "consistir esencialmente 'en" o "consistir en" los varios componentes y etapas. Todos los números y escalas descritos anteriormente pueden variar en la , misma magnitud. Si bien se describe una escala numérica con un límite inferior y un límite superior, se describe específicamente cualquier número y cualquier escala inqluida que caiga dentro de la misma. En particular, cada escala de valores (en la forma de "desde más o menos a hasta más o menos b" o, de manera equivalente, "desde aproximadamente a hasta b" o, de manera equivalente, "desde aproximadamente |a-b") descrita aquí se entenderá que expone cada número y escala abarcados dentro de la escala más amplia de valores . Del Imismo modo, los términos en las reivindicaciones tienen su significado simple y ordinario a menos que se indique explícitamente lo contrario y sea definido claramente or el propietario de la patente. Además, los artículos indefinidos "uno" o "una", tal como se emplea en las reivindicaciones, están definidos aquí para denotar uno o más de uno de los elementos que introduce. Si existe cualquier conflicto en los empleos de una palabra o término en esta Descripción y una o más patentes u otros documentos que puedan ser incorporados aquí a modo de referencia, se debe adoptar las definiciones que son compatibles con esta Descripción.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, lo menos un tensioactivo y un fluido base en fase acuosa; I en el cual el modificador de la permeabilidad relativa comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado; y | en el cual el por lo menos un tensioactivo funciona para mantener al modificador de permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de más o menos 8 ; y colocar al fluido de tratamiento en una formación subterránea. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, i caracterizado porque por lo menos un tensioactivo es un tensioactivo aniónico. 3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque por lo menos un tensioactivo anijónico funciona adicionalmente para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluijdo de tratamiento a una temperatura por encima de más o menos 140°F (60°C) . 4. El método de conformidad con la reivindicacijón 1, 2 ó 3, caracterizado porque el polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado comprende por lo meno · un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado. 5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el monómero hidrofílico hidrofóbicamente ¦ modificado comprende un haluro de alquil dimetil amonio metil metacrilato; en el cual el grupo alquilo comprende más o menos 4 a más o menos 22 átomos de carbono. 6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el grupo alquilo es un grupo cetilo. 7. El método de conformidad con las reivindicaciones 2 a 6, caracterizado porque por lo menos un tensioactivo aniónico comprende por lo menos un tensioactivo seleccionado a partir del grupo que consiste de un poli(etileno ócido) sulfonato y un poli(etileno óxido) carboxilato. 8. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado . porque el fluido de tratamiento comprende por lo menos un tensioactivo adicional que no es un tensioactivo aniónico. 9. El método de conformidad con cualquiera dé las reivindicaciones 2 a 8, caracterizado porque por lo menos un i tensioactivo aniónico que comprende un poli(etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural: 10. El método de conformidad con cualquiera reivindicaciones 2 a 9, caracterizado porque el por lo menos un tensioactivo aniónico comprende un poli(etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural R - (0-CH2-CH2) n- 0-CH2-C02-; , en la cual R comprende un grupo alquilo, o alquenilo que contiene más o menos 4 a 22 átomos de carbono y n es un entero que varía desde más o menos 3 hasta más o menos 15. · ¡ 11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque R3 es un grupo oleilo y n es 10. I 12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque R3 es un grupo laurilo y n es 13. 13. El método de conformidad con cualquiera reivindicaciones 2 a 12, caracterizado porque comprende i además : ! mezclar el modificador de la permeabilidad relativa y el por lo menos un tensioactivo aniónico en el fluido' base en fase acuosa. 14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque se mezcla el por lo menos un tensioactivo aniónico con el modificador de la permeabilidad relativa antes de ser mezclados en el fluido base en fase acuosa. 15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un modificador de la permeabilidad relativa, y por lo menos un tensioactivo aniónico y un fluido . ? base en fase acuosa; en el cual el modificador de la permeabilidad relativa comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que contiene por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que tiene un haluro de cetil dimetil amonio metil metacrilato; en el cual el por lo menos un tensioactivo aniónico funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de más o menos 140°F (60°C) ; y en el cual el por lo menos un tensioactivo aniónico comprende por lo menos un tensioactivo seleccionado a partir del grupo que consiste en un poli(etileno óxido) carboxilato y un poli (etileno óxido) sulfonato; y colocar al fluido de tratamiento en una formación subterránea . 16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque por lo menos un tensioactivo aniíónico comprende un poli(etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural R3- (0-CH2-CH2) n-0-CH2-C02" en la cual R3 comprende un grupo alquilo, arilo o alquenilo que contiene más o menos 4 a 22 átomos de carbono y n es un entero que varía desde más o menos 3 hasta más o menos 15. 17. El método de conformmidad con la reivindicación 16, caracterizado porque R3 es un grupo oleilo y n es 10. 18. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque R3 es un grupo laurilo y n es 13. 19. El método reivindicaciones 15 a además por lo menos un tensioactivo aniónico. 20. El método de reivindicaciones 15 a además : j mezclar al modificador de permeabilidad relativa yj i al por lo menos un tensioactivo aniónico en el fluido base en fase acuosa. j 21. El método de conformidad caracterizado porque se mezcla tensioactivo aniónico con el modif relativa antes de ser mezclados en el fluido base eri fase acuosa. 22. Una composición caracterizada porque comprende: un modificador de la permeabilidad relativa que comprende un polímero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que contiene por lo menos un monómero hidrofílico hidrofóbicamente modificado que lleva un haluro de cetil dimetil amonio metil metacrilato; y por lo menos un tensioactivo aniónico; I en la cual el por lo menos un tensioactivo aniónico funciona para mantener al modificador de la permeabilidad relativa en un estado disuelto en un fluido base en fase acuosa, por encima de un pH de más o menos 8 y por encima de una temperatura de más o, menos 140°F (60°C) ; y en la cual el por lo menos un tensioactivo comprende por lo menos un tensioactivo seleccionado a partir i del grupo que consiste en un poli (etileno óxido) carboxilato y un poli (etileno óxido) sulfonato. ¡ 23. La composición de conformidad con la reivindi ación 22, caracterizada porque por lo menos un tensioactivo aniónico funciona para mantener al modificador de la I permeabilidad relativa en un estado disuelto en el fluido de tratamiento a una temperatura por encima de más o menos jl40°F (60°C) , comprendiendo además una o más características adicionales de conformidad con las reivindicaciones 3 a 14. 24. La composición de conformidad con la reivindicación 22 ó 23, caracterizada porque el polímero hidrofílico hidrofobicamente modificado comprende por lo un monómero hidrofílico hidrofobicamente modificado. | I 25. La composición de conformidad con la reivindicación 24, caracterizada porque el monómero hidrofílico hidrofobicamente modificado comprende un haluro de 'alquil j dimetil amonio metil metacrilato; ¡ en la cual el grupo alquilo comprende más o menos 4 a i' más o menos 22 átomos de carbono. I I 26. La composición de conformidad con la reivindicación í 25, caracterizada porque el grupo alquilo es un grupo cetilo. 27. La composición de conformidad con cualquiera reivindicaciones 22 a 26, caracterizada porque comprende además por lo menos un tensioactivo adicional que no jes un tensioactivo aniónico. ¡ i 28. La composición de conformidad con cualquiera reivindicaciones 22 a 27, caracterizada porque por lo j menos un tensioactivo aniónico comprende un poli(etileno óxido) i carboxilato que tiene la fórmula estructural: 1 I reivindicaciones 22 a 28, caracterizada porque por lo ¡menos un tensioactivo aniónico comprende un poli(etileno óxido) carboxilato que tiene la fórmula estructural: R3-(0-CH2-CH2)„-0-CH C02"; i en la cual R comprende un grupo alquilo, . aitrilo o alquenilo que contiene más o menos 4 a 22 átomos de carbono y n es un entero que varía desde más o menos 3 hasta ¡ más o I menos 15. i 30. La composición de conformidad con la reivindicación 29, caracterizada porque R3 es un grupo oleilo y n es 10. I 31. La composición de conformidad con la reivindicación 29, caracterizada porque R3 es un grupo laurilo y n es 13. 32. La composición de conformidad con cualquiera reivindicaciones 22 a 31, caracterizada porque comprende además : Ii mezclar al modificador de la permeabilidad relatjiva y al por lo menos un tensioactivo aniónico en el fluido base en i fase acuosa. i i 33. La composición de conformidad con la reivindicación 32, caracterizada porque se mezcla al por lo menos un tensioactivo aniónico con el modificador de la permeabilidad relativa antes de mezclarlos en el fluido base en ¡ fase acuosa. 34. La composición de conformidad con cualquiera reivindicaciones 22 a 33, caracterizada porque comprende además uno o más componentes adicionales seleccionados a I I i partir de otros modificadores de la permeabilidad relativa, i arcillas, inhibidores de óxido, inhibidores de la corrosión, agentes de gelación, agentes de reticulación, agentes i espumantes, agentes de sostén, sales, ácidos, aditivos para el control de pérdida de fluido, catalizadores, agentes para i el control de arcilla, dispersantes, floculantes, i eliminadores (por ejemplo, eliminadores de H2S, eliminadores de C02 o eliminadores de 02) , lubricantes, disgregadores , I reductores de la fricción, agentes antiespumantes , agentes de í enlace, agentes para impartir viscosidad, agentes! para impartir peso, y similares. | i :